RU2801968C1 - Method for intensification of oil production - Google Patents
Method for intensification of oil production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2801968C1 RU2801968C1 RU2023107260A RU2023107260A RU2801968C1 RU 2801968 C1 RU2801968 C1 RU 2801968C1 RU 2023107260 A RU2023107260 A RU 2023107260A RU 2023107260 A RU2023107260 A RU 2023107260A RU 2801968 C1 RU2801968 C1 RU 2801968C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- hydraulic
- radial channels
- hydraulic fracturing
- fracturing
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области эксплуатации скважин, в частности обработке и освоению скважин при их сооружении или ремонте и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в сложных геолого-технологических условиях.The invention relates to the field of well operation, in particular the treatment and development of wells during their construction or repair, and can be used to intensify oil production in difficult geological and technological conditions.
Известен способ интенсификации добычи нефти, основанный на дополнительном бурении из основного ствола скважины радиальных каналов сверхмалого диаметра и радиуса кривизны. Этот способ включает бурение основного, в том числе горизонтального ствола, а также бурение из основного ствола множества радиальных каналов протяжённой управляемой с устья траектории за одну спускоподъемную операцию (СПО) с трубами в приемлемое для практики время. Бурение радиальных каналов обычно проводят в режиме депрессии на пласт с помощью колтюбинговой трубы и гидромониторного сопла высокоскоростной струей жидкости. Использование протяжённых радиальных каналов, расположенных в глубине залежи и связанных с основным стволом скважины способствует дренированию и добычи скважинной продукции. [Патенты на изобретение RU 2668620, 2703064; а также: Антониади Д. Г., Фурсин С. Г. Обоснование использования гидроабразивного зондового перфоратора в инновационных колтюбинговых технологиях. Журнал «Время колтюбинга. Время ГРП». № 4(062). 2017. С. 42-50].A known method of intensifying oil production, based on additional drilling from the main wellbore of radial channels of ultra-small diameter and radius of curvature. This method includes drilling the main wellbore, including a horizontal wellbore, as well as drilling from the main wellbore of a plurality of radial channels of an extended trajectory controlled from the wellhead in one tripping operation with pipes in a time acceptable for practice. The drilling of radial channels is usually carried out in the underbalance mode using a coiled tubing and a jet nozzle with a high-speed fluid jet. The use of long radial channels located deep in the deposit and connected to the main wellbore facilitates drainage and production of well products. [Patents for invention RU 2668620, 2703064; and also: Antoniadi D. G., Fursin S. G. Rationale for the use of a hydroabrasive probe perforator in innovative coiled tubing technologies. Magazine “Coiled tubing time. Hydraulic fracturing time. No. 4(062). 2017. S. 42-50].
Недостатком способа является низкая дренирующая способность протяжённых радиальных каналов при добыче нефти. Это объясняется сверхмалым диаметром получаемых радиальных каналов, что снижает охват залежи воздействием, ведёт к уменьшению добычи нефти. Кроме того, радиальные каналы сверхмалого диаметра в неустойчивых, например, терригенных породах со временем достаточно быстро деформируются и снижают свою пропускную способность практически до нуля, что ограничивает область использования радиальных каналов для добычи нефти.The disadvantage of this method is the low drainage capacity of long radial channels during oil production. This is due to the ultra-small diameter of the obtained radial channels, which reduces the coverage of the reservoir by the impact, leading to a decrease in oil production. In addition, ultra-small-diameter radial channels in unstable, for example, terrigenous rocks deform rather quickly over time and reduce their throughput to almost zero, which limits the area of using radial channels for oil production.
За прототип принят способ интенсификации добычи нефти, включающий гидравлический разрыв пласта (ГРП) жидкостью разрыва, например водой и закрепляющей суспензией пропанта с помощью продавочной среды. Этим способом создаются магистральные трещины при спуске компоновки ГРП с пакерами в скважину и герметизации затрубного пространства на уровне пласта. Темп закачки в скважину и продавки в пласт жидкости разрыва, обеспечивающий разрыв горной породы на уровне выбранного интервала пласта регулируют производительностью поверхностных насосов. Данный способ обладает достаточной дренирующей способностью, так как позволяет создавать в пласте высокопроводящие магистральные трещины ГРП, в результате чего в разработку вовлекается большая площадь продуктивного интервала, интенсифицируется добыча и повышается выработка запасов нефти [Recent Advances in Hydraulic Fracturing. J.L.Gidley, S.A.Holditch, D.E.Nierode, R.W.Veatch. - Monograph SPE, Volume 12, 452 р., 1989].For the prototype, a method for intensifying oil production is adopted, including hydraulic fracturing (HF) with a fracturing fluid, such as water and a fixing proppant slurry using a squeezing medium. This method creates main fractures when running the hydraulic fracturing assembly with packers into the well and sealing the annulus at the formation level. The rate of injection into the well and displacement of the fracturing fluid into the formation, which ensures the fracturing of the rock at the level of the selected interval of the formation, is controlled by the performance of surface pumps. This method has sufficient drainage capacity, as it allows you to create highly conductive main hydraulic fractures in the reservoir, as a result of which a large area of the productive interval is involved in the development, production is intensified and the recovery of oil reserves is increased [Recent Advances in Hydraulic Fracturing. J. L. Gidley, S. A. Holditch, D. E. Nierode, R. W. Veatch. - Monograph SPE, Volume 12, 452 rubles, 1989].
К недостаткам данного способа следует отнести низкую его эффективность в сложных геолого-технологических условиях, например, в тонкослоистой неоднородной среде, когда надо избирательно создавать горизонтальные (в плоскости напластования пород) магистральные трещины ГРП в заданном определённом месте пласта. Низкая эффективность способа в указанных условиях объясняется непредсказуемостью распространения магистральной трещины ГРП. Поэтому этот способ не может применяться в многопластовых залежах с высокой расчлененностью разреза, в пластах с близким расположением водоносных и газоносных горизонтов, на поздней стадии разработки месторождений, для интенсификации нефтяных оторочек, целиков нефти и других осложнённых объектов разработки.The disadvantages of this method include its low efficiency in complex geological and technological conditions, for example, in a thin-layered heterogeneous medium, when it is necessary to selectively create horizontal (in the plane of rock bedding) main hydraulic fractures in a given specific location of the formation. The low efficiency of the method under these conditions is explained by the unpredictability of the propagation of the main hydraulic fracture. Therefore, this method cannot be used in multi-layer deposits with a high sectional dissection, in reservoirs with a close location of aquifers and gas-bearing horizons, at a late stage of field development, for the intensification of oil rims, oil pillars and other complicated development objects.
Задача изобретения - расширение области использования способа и его функциональных возможностей, повышение эффективности воздействия на пласт.The objective of the invention is to expand the scope of the method and its functionality, increase the efficiency of the impact on the reservoir.
Техническим результатом изобретения является повышение дренирующей способности, охвата залежи воздействием и интенсификации добычи и выработки запасов нефти в сложных геолого-технологических условиях, например, в тонкослоистой неоднородной среде путём повышения точности локализации магистральных трещин ГРП в пласте.The technical result of the invention is to increase the drainage capacity, coverage of the reservoir by the impact and intensification of production and depletion of oil reserves in difficult geological and technological conditions, for example, in a thin-layered heterogeneous medium by improving the accuracy of localizing the main hydraulic fractures in the reservoir.
Для достижения этого технического результата в способе интенсификации добычи нефти, включающем дополнительное разбуривание пласта с учётом его строения радиальными каналами из основного ствола скважины, проведение гидроразрыва пласта (ГРП) с помощью жидкости разрыва, суспензии пропанта и продавочной среды, создание магистральных трещин с темпом закачки в скважину жидкости разрыва и её продавки в пласт, обеспечивающем разрыв горной породы, использование компоновки ГРП и двух пакеров, герметизирующих при спуске компоновки затрубное пространство на уровне пласта в основном стволе скважины. При этом согласно изобретению после разбуривания пласта радиальными каналами в них закачивают химические технологические агенты и за счёт химической реакции реагентов создают пилотный газо-гидроразрыв пород в заданном месте пласта, для этого используют горизонтальную сеть радиальных каналов пробуренных из общего сетевого входа в основной ствол скважины, причем сетевой вход, связанную с этим входом горизонтальную сеть радиальных каналов и прилегающие к ним проницаемые поры пород герметично подключают с помощью пакеров и затрубного пространства к межпакерному выходу проточного гидропульсатора, установленного в компоновке ГРП на уровне пласта, проводят закачку в скважину технологических агентов, в том числе бинарного состава с использованием циркуляционного клапана расположенного над пакерами и управляемого, например осевым перемещением компоновки ГРП, а также гидроимпульсную продавку технологических агентов в пласт с помощью турбины гидропульсатора периодически перекрывающей перепускное отверстие в компоновке ГРП ниже циркуляционного клапана, причём гидроимпульсную продавку в пласт технологических агентов проводят последовательно, не меняя положение компоновки ГРП относительно сетевого входа и горизонтальной сети радиальных каналов для образования вокруг них ослабленной в плоскости напластования пород площадной зоны за счёт дополнительно наведённой трещиноватости, при этом гидроимпульсную продавку в пласт технологических агентов, включая жидкость разрыва и суспензию пропанта, проводят единым циклом и сопровождают увеличением давления продавки на межпакерном выходе гидропульсатора до момента раскрытия горизонтальной магистральной трещины (ГРП) в заданном месте пласта.To achieve this technical result in a method for intensifying oil production, including additional drilling of the reservoir, taking into account its structure with radial channels from the main wellbore, hydraulic fracturing (HF) using a fracturing fluid, a proppant suspension and a squeezing medium, creating main fractures with an injection rate of the well of the fracturing fluid and its displacement into the formation, which ensures the fracturing of the rock, the use of a hydraulic fracturing assembly and two packers that seal the annulus at the formation level in the main wellbore when the assembly is lowered. At the same time, according to the invention, after drilling the formation with radial channels, chemical technological agents are pumped into them and, due to the chemical reaction of the reagents, a pilot gas-hydraulic fracturing of rocks is created at a given location in the formation, for this, a horizontal network of radial channels drilled from a common network entrance to the main wellbore is used, moreover the network inlet, the horizontal network of radial channels associated with this inlet, and the permeable rock pores adjacent to them are hermetically connected using packers and annular space to the inter-packer outlet of the flow hydraulic pulsator installed in the hydraulic fracturing assembly at the formation level, process agents are injected into the well, including binary composition using a circulation valve located above the packers and controlled, for example, by axial displacement of the hydraulic fracturing assembly, as well as hydropulse squeezing of process agents into the formation using a hydraulic pulsator turbine periodically blocking the bypass hole in the hydraulic fracturing assembly below the circulation valve, moreover, hydropulse squeezing of process agents into the formation is carried out sequentially, not by changing the position of the hydraulic fracturing layout relative to the network entrance and the horizontal network of radial channels to form around them an areal zone weakened in the plane of bedding of rocks due to additionally induced fracturing, while hydropulse squeezing of process agents into the formation, including fracturing fluid and proppant suspension, is carried out in a single cycle and accompanied an increase in the displacement pressure at the inter-packer outlet of the hydraulic pulsator until the opening of a horizontal main fracture (HF) at a given location in the formation.
В отличие от известного способа, предлагаемое изобретение основано на предварительном избирательном проведении пилотного газо-гидроразрыва в плоскости напластования пород тонкослоистого неоднородного пласта перед основным ГРП. С помощью горизонтальной сети радиальных каналов, пробуренных через общий сетевой вход в основной ствол скважины и последующей закачки через него в гидроимпульсном режиме химических реагентов образуют необходимую максимально ослабленную в плоскости напластования пород площадную зону за счёт дополнительно наведённой трещиноватости пород вокруг радиальных каналов. В результате магистральная трещина основного ГРП уже предсказуемо создаётся через тот же сетевой вход в заданном месте пласта, а именно в предварительно подготовленной его ослабленной площадной зоне. При этом используют гидроимпульсный режим продавки технологических агентов через длинную разветвлённую сеть радиальных каналов сверхмалого диаметра, что существенно повышает эффективность и глубину воздействия, выравнивает и улучшает проницаемость приствольной зоны радиальных каналов, способствует созданию вокруг них дополнительной широко развитой трещиноватости и успешному развитию самой магистральной трещины ГРП. Гидроимпульсную продавку в пласт всех технологических агентов, включая жидкость разрыва (основного ГРП), суспензию пропанта, продавочную среду проводят единым циклом с одной установки пакеров через один и тот же сетевой вход радиальных каналов.In contrast to the known method, the proposed invention is based on preliminary selective pilot gas-fracturing in the layering plane of rocks of a thin-layered heterogeneous formation before the main hydraulic fracturing. With the help of a horizontal network of radial channels drilled through a common network entrance to the main wellbore and subsequent injection of chemical reagents through it in the hydropulse mode, they form the required areal zone that is maximally weakened in the rock bedding plane due to additionally induced rock fracturing around the radial channels. As a result, the main fracture of the main hydraulic fracturing is already predictably created through the same network entrance in a given location of the formation, namely, in its previously prepared weakened areal zone. At the same time, a hydropulse mode is used for pushing process agents through a long branched network of radial channels of ultra-small diameter, which significantly increases the efficiency and depth of impact, levels and improves the permeability of the near-wellbore zone of radial channels, contributes to the creation of additional widely developed fracturing around them and the successful development of the main hydraulic fracture itself. Hydropulse squeezing of all process agents into the reservoir, including fracturing fluid (main hydraulic fracturing), proppant slurry, squeezing medium is carried out in a single cycle from one set of packers through the same network inlet of radial channels.
Предлагаемый способ поясняется на примере горизонтальной скважины чертежами, представленными на фиг. 1 и фиг. 2.The proposed method is illustrated by the example of a horizontal well in the drawings shown in Fig. 1 and FIG. 2.
На фиг. 1 в плане (плоскости напластования пород) дана схема основного горизонтального ствола, дополнительных радиальных каналов и спущенной в скважину компоновки ГРП; рабочее положение оборудования при интенсификации добычи нефти в тонкослоистой неоднородной среде, например, из целика нефти маломощного пласта. На фиг. 2 дан вид А-А на фиг. 1.In FIG. 1 in plan (the plane of rock bedding) shows a diagram of the main horizontal wellbore, additional radial channels and the hydraulic fracturing assembly lowered into the well; the operating position of the equipment during the stimulation of oil production in a thin-layered heterogeneous medium, for example, from the pillar of oil of a thin reservoir. In FIG. 2 is a view A-A in FIG. 1.
На указанных выше чертежах приняты следующие обозначения.
Низкопроницаемый нефтяной целик 1; водоносная зона 2; маломощный неоднородный пласт 3; радиальные каналы 4; основной, например горизонтальный ствол 5 скважины; горизонтальная сеть 6 радиальных каналов; общий сетевой вход 7 в основной ствол скважины; пилотный газо-гидроразрыв 8; пористая и проницаемая порода 9 пласта; спускаемая компоновка ГРП 10 в основной ствол скважины; два пакера 11, 12 в составе компоновки ГРП; затрубное пространство 13 между компоновкой ГРП и основным стволом скважины; межпакерный выход 14 проточного гидропульсатора 15; циркуляционный клапан 16; трубное пространство 17 компоновки ГРП; турбина 18, прерыватель потока 19 и перепускное отверстие 20 проточного гидропульсатора; первый состав 21 бинарной смеси; продавочная среда 22; второй состав 23 бинарной смеси; фронт 24 экзотермической реакции; ослабленная площадная зона 25 в плоскости напластования пород; дополнительно наведённая трещиноватость 26 пород вокруг радиальных каналов; локализованная в заданном месте пласта магистральная трещина 27 (ГРП).In the above drawings, the following designations are adopted.
Low-permeability oil pillar 1; aquifer 2; thin heterogeneous formation 3; radial channels 4; the main, for example horizontal wellbore 5; horizontal network 6 radial channels; common network input 7 to the main wellbore; pilot gas fracturing 8; porous and permeable rock 9 layer; descent assembly hydraulic fracturing 10 into the main wellbore; two packers 11, 12 as part of the hydraulic fracturing assembly; the annulus 13 between the hydraulic fracturing assembly and the main wellbore; interpacker outlet 14 of the flow hydropulsator 15; circulation valve 16; pipe space 17 of hydraulic fracturing layout; turbine 18, flow interrupter 19 and bypass 20 of the flow hydropulsator; the first composition of 21 binary mixtures; squeezing medium 22; the second composition of the 23 binary mixture; front 24 exothermic reaction; weakened areal zone 25 in the plane of rock bedding; additionally induced fracturing of 26 rocks around radial channels; main fracture 27 localized in a given location of the formation (HF).
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.The proposed method is carried out as follows.
Для интенсификации скважиной добычи в тонкослоистой неоднородной среде, например, из низкопроницаемого нефтяного целика 1 (окружённого со всех сторон водоносной зоной 2) его разбуривают с учётом строения маломощного неоднородного пласта 3 радиальными каналами 4 из основного, например, горизонтального ствола 5 скважины (фиг.1). В данном случае при малой мощности пласта 3 разбуривание проводят горизонтальной сетью 6 параллельных близкорасположенных друг к другу радиальных каналов 4 в пределах нефтяного целика 1 через общий сетевой вход 7 в основной ствол 5 скважины. Сетевой вход 7 для удобства может быть выполнен увеличенного диаметра по сравнению с диаметром радиальных каналов 4. Расстояние в сети 6 между радиальными каналами 4 (порядка 5÷10м) определяется размерами избранного объекта - нефтяного целика 1, геологическим строением пласта 3, видом используемых химических технологических агентов и уточняется опытным путём. Бурение радиальных каналов 4 проводят в режиме депрессии на пласт 3 для исключения снижения его естественной проницаемости и пористости. После разбуривания пласта 3, а именно нефтяного целика 1 радиальными каналами 4 в них через сетевой вход 7 сначала закачивают химические технологические агенты: бинарные смеси (БС), гидрореагирующие, например, алюминийсодержащего материала составы, термокислотные составы и другие реагенты. При этом через сетевой вход 7 и горизонтальную сеть 6 радиальных каналов 4 в нефтяном целике 1 создают пилотный газо-гидроразрыв 8 пород 9, не затрагивая вмещающую водоносную зону 2 пласта 3. В процессе спуска компоновки ГРП 10 в основной ствол 5 активируют пакеры 11, 12 на уровне сетевого входа 7. В результате сетевой вход 7, горизонтальную сеть 6 радиальных каналов 4 и прилегающие к ним проницаемые поры пород 9 нефтяного целика 1 герметично подключают с помощью пакеров 11, 12 и затрубного пространства 13 к межпакерному выходу 14 проточного гидропульсатора 15, установленного в компоновке ГРП 10 на уровне пласта 3. Над пакерами 11, 12 располагают циркуляционный клапан 16. Циркуляционный клапан 16 управляемый, например осевым перемещением компоновки ГРП 10 соединяет-разъединяет её трубное пространство 17 с затрубным пространством 13 в любой момент времени. Это позволяет при неизменном положении пакеров 11, 12 в едином цикле закачивать в основной ствол 5 и продавливать в пласт 3 как химические реагенты, так и жидкость разрыва, суспензию пропанта. С помощью управляемого циркуляционного клапана 16 проводят закачку в скважину, а затем гидроимпульсную продавку в нефтяной целик 1 пласта 3 сначала химических реагентов, например, бинарной смеси (БС). Продавку технологических агентов в пласт проводят с помощью турбины 18 гидропульсатора 15 периодически перекрывающей прерывателем потока 19 перепускное отверстие 20 в компоновке ГРП 10 ниже циркуляционного клапана 16 по ходу нагнетаемого потока среды. Нагнетаемый поверхностным насосом (не показано) определённый объём первого состава 21 бинарной смеси и продавочной среды 22, проходит компоновку ГРП 10 (при закрытом положении циркуляционного клапана 16) и через межпакерный выход 14 гидропульсатора 15, сетевой вход 7 заполняет горизонтальную сеть 6 радиальных каналов 4 и продавливается в проницаемый нефтяной целик 1. Часть нагнетаемого потока выходит через перепускное отверстие 20 компоновки ГРП 10 и через затрубное пространство 13 возвращается на устье скважины. При репрессии для улучшения продавки в нефтяной целик 1 технологического агента генерируют высокоамплитудные импульсы давления с помощью гидропульсатора 15. Вращаемый турбиной 18 прерыватель потока 19 периодически перекрывает перепускное отверстие 20, в результате чего продавка первого состава 21 бинарной смеси в нефтяной целик 1 происходит в благоприятном волновом режиме. После продавки первого состава 21 бинарной смеси аналогично через тот же сетевой вход 7 в волновом режиме продавливают второй состав 23 бинарной смеси. Гидроимпульсную продавку этих химических реагентов в нефтяной целик 1 проводят последовательно, не меняя положение компоновки ГРП 10 относительно сетевого входа 7 и горизонтальной сети 6 радиальных каналов 4. В результате в области движущегося фронта 24 экзотермической реакции при высокой температуре и большом объёме выделяющихся газов происходит пилотный газо-гидроразрыв 8 с образованием в плоскости напластования пород 9 максимально ослабленной площадной зоны 25 за счёт дополнительно созданной трещиноватости 26 вокруг радиальных каналов 4. После образования в нефтяном целике 1 ослабленной площадной зоны 25 в неё единым циклом через сетевой вход 7 при неизменном положении компоновки ГРП 10 проводят гидроимпульсную продавку жидкости разрыва и закрепляющей суспензии пропанта. Гидроимпульсную продавку жидкости разрыва в ослабленную площадную зону 25 сопровождают увеличением давления на межпакерном выходе 14 гидропульсатора 15 до момента раскрытия горизонтальной магистральной трещины 27 (ГРП) в заданном месте пласта 3, а именно в плоскости напластования пород 9 нефтяного целика 1. Увеличение давления продавки на межпакерном выходе 14 гидропульсатора 15 достигают путем повышения производительности поверхностных насосов или перекрытия потока среды в затрубном пространстве на устье скважины. Из сетевого входа 7 возможно бурение сразу нескольких горизонтальных сетей 6 радиальных каналов 4 в различных, например, трёх плоскостях напластования пород 9 нефтяного целика 1. В этом случае происходит образование сразу трёх пилотных газо-гидроразрывов 8 с ослабленными трещиноватостью 26 площадными зонами 25 и тремя магистральными трещинами 27 (ГРП) в заданном месте пласта 3 (фиг. 2).To intensify well production in a thin-layered heterogeneous medium, for example, from a low-permeability oil pillar 1 (surrounded on all sides by an aquifer 2), it is drilled taking into account the structure of a thin heterogeneous reservoir 3 with radial channels 4 from the main, for example, horizontal wellbore 5 (Fig.1 ). In this case, at a low thickness of the formation 3, drilling is carried out by a horizontal network of 6 parallel radial channels 4 closely spaced to each other within the oil pillar 1 through a common network entrance 7 to the main borehole 5. The network input 7 for convenience can be made of an increased diameter compared to the diameter of the radial channels 4. The distance in the network 6 between the radial channels 4 (about 5 ÷ 10 m) is determined by the size of the chosen object - the oil pillar 1, the geological structure of the formation 3, the type of chemical technology used agents and is specified empirically. The drilling of radial channels 4 is carried out in the drawdown mode on the reservoir 3 to prevent the reduction of its natural permeability and porosity. After drilling of formation 3, namely oil pillar 1, by radial channels 4, chemical technological agents are first pumped into them through the network inlet 7: binary mixtures (BS), hydroreacting, for example, aluminum-containing material compositions, thermal acid compositions and other reagents. At the same time, through the network entrance 7 and the horizontal network 6 of radial channels 4 in the oil pillar 1, a pilot gas-fracturing 8 rocks 9 are created, without affecting the enclosing aquifer 2 of the reservoir 3. In the process of lowering the hydraulic fracturing assembly 10 into the main bore 5, packers 11, 12 are activated at the level of the network input 7. As a result, the network input 7, the horizontal network 6 of the radial channels 4 and the permeable pores of the rocks 9 of the oil pillar 1 adjacent to them are hermetically connected using packers 11, 12 and the annulus 13 to the interpacker output 14 of the flow hydropulsator 15 installed in the hydraulic fracturing layout 10 at the level of the formation 3. Above the packers 11, 12, a circulation valve 16 is placed. This allows, with the position of the packers 11, 12, to be pumped in a single cycle into the main trunk 5 and push through into formation 3 both chemicals and fracturing fluid, proppant slurry. Using a controlled circulation valve 16, injection into the well is carried out, and then hydraulic impulse displacement in the oil pillar 1 reservoir 3 first chemical reagents, for example, a binary mixture (BS). Displacement of process agents into the reservoir is carried out using the turbine 18 of the hydraulic pulsator 15 periodically blocking the flow interrupter 19 bypass hole 20 in the hydraulic fracturing assembly 10 below the circulation valve 16 along the injected medium flow. Injected by a surface pump (not shown) a certain volume of the first composition 21 of the binary mixture and the squeezing medium 22 passes the hydraulic fracturing assembly 10 (when the circulation valve 16 is closed) and through the inter-packer outlet 14 of the hydropulsator 15, the network inlet 7 fills the horizontal network 6 of the radial channels 4 and is pressed into the permeable oil pillar 1. Part of the injected flow exits through the bypass hole 20 of the hydraulic fracturing assembly 10 and returns to the wellhead through the annulus 13. During repression, to improve the squeezing of the process agent into the oil pillar 1, high-amplitude pressure pulses are generated using a hydraulic pulsator 15. The flow interrupter 19 rotated by the turbine 18 periodically closes the bypass hole 20, as a result of which the displacement of the first composition 21 of the binary mixture into the oil pillar 1 occurs in a favorable wave mode. After pushing the first composition 21 of the binary mixture, the second composition 23 of the binary mixture is similarly forced through the same network input 7 in the wave mode. Hydropulse squeezing of these chemicals into the oil pillar 1 is carried out sequentially, without changing the position of the hydraulic fracturing assembly 10 relative to the network inlet 7 and the horizontal network 6 of radial channels 4. As a result, pilot gas occurs in the region of the moving front 24 of the exothermic reaction at high temperature and a large volume of evolved gases - hydraulic fracturing 8 with the formation in the plane of bedding of rocks 9 of the most weakened areal zone 25 due to additionally created fracturing 26 around the radial channels 4. After the formation of a weakened areal zone 25 in the oil pillar 1, hydraulic pulse displacement of the fracturing fluid and fixing proppant slurry is carried out into it in a single cycle through the network inlet 7 with the hydraulic fracturing arrangement 10 unchanged. hydropulse displacement fracturing fluids into the weakened areal zone 25 are accompanied by an increase in pressure at the inter-packer outlet 14 of the hydraulic pulsator 15 until the opening of the horizontal main fracture 27 (HF) in a given location of the reservoir 3, namely in the plane of bedding of rocks 9 of the oil pillar 1. An increase in the pressure of the displacement at the inter-packer outlet 14 hydropulsator 15 is achieved by increasing the performance of surface pumps or shutting off the flow of the medium in the annulus at the wellhead. From the network entrance 7, it is possible to simultaneously drill several horizontal networks 6 of radial channels 4 in various, for example, three planes of bedding of rocks 9 of the oil pillar 1. In this case, three pilot gas-hydraulic fractures 8 are immediately formed with weakened fracturing 26 areal zones 25 and three main fractures 27 (HF) in a given location of the reservoir 3 (Fig. 2).
Использование предлагаемого способа позволяет создавать магистральные трещины (ГРП) в сложных геолого-технологических условиях, например, в тонкослоистой неоднородной среде путём повышения точности локализации магистральных трещин ГРП в пласте. Это расширяет область использования способа, интенсифицирует добычу нефти в маломощных неоднородных коллекторах, обводненных коллекторах, пластах с близким расположением флюидных контактов, когда необходимо избирательное адресное воздействие на отдельные, в том числе низкопроницаемые интервалы разреза. Реализация предлагаемого способа возможна и в варианте многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) как в вертикальных, так и горизонтальных скважинах.The use of the proposed method makes it possible to create main fractures (HF) in difficult geological and technological conditions, for example, in a thin-layered heterogeneous medium by improving the accuracy of localization of the main hydraulic fractures in the formation. This expands the scope of the method, intensifies oil production in thin heterogeneous reservoirs, flooded reservoirs, reservoirs with close fluid contacts, when selective targeted impact on individual, including low-permeability intervals of the section is necessary. The implementation of the proposed method is also possible in the variant of multi-stage hydraulic fracturing (MSHF) in both vertical and horizontal wells.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2801968C1 true RU2801968C1 (en) | 2023-08-21 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1745903A1 (en) * | 1989-07-24 | 1992-07-07 | А.В. Бакулин и В.Н. Бакулин | Method for hydraulic fracturing of formation |
| RU2176021C2 (en) * | 1998-06-11 | 2001-11-20 | Сохошко Сергей Константинович | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing |
| WO2019221818A1 (en) * | 2018-05-16 | 2019-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral acid stimulation process |
| RU2740357C1 (en) * | 2020-04-28 | 2021-01-13 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ») | Method for waterflooding of low-permeable and super-low-permeable reservoirs |
| RU2784138C1 (en) * | 2021-12-27 | 2022-11-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | The method for pumping binary mixtures into the reservoir |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1745903A1 (en) * | 1989-07-24 | 1992-07-07 | А.В. Бакулин и В.Н. Бакулин | Method for hydraulic fracturing of formation |
| RU2176021C2 (en) * | 1998-06-11 | 2001-11-20 | Сохошко Сергей Константинович | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing |
| WO2019221818A1 (en) * | 2018-05-16 | 2019-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral acid stimulation process |
| RU2740357C1 (en) * | 2020-04-28 | 2021-01-13 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ») | Method for waterflooding of low-permeable and super-low-permeable reservoirs |
| RU2784138C1 (en) * | 2021-12-27 | 2022-11-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | The method for pumping binary mixtures into the reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| CN110485986B (en) | Segmented acid fracturing water control yield increasing method for deep open hole horizontal well of fractured-vuggy carbonate reservoir | |
| WO2018032086A1 (en) | Fracture length increasing method | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
| US10145217B2 (en) | Chemical attenuator sleeve | |
| WO2018200735A1 (en) | Non-fracturing restimulation of unconventional hydrocarbon containing formations to enhance production | |
| CN111946300A (en) | Same-well same-layer multi-lateral self-injection-production downhole fluid separation self-driving well and production method | |
| RU2801968C1 (en) | Method for intensification of oil production | |
| RU2176021C2 (en) | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing | |
| RU2601881C1 (en) | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| WO2008100176A1 (en) | Method for developing hydrocarbon accumulations | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
| RU2618542C1 (en) | Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures | |
| RU2179631C1 (en) | Process of acceptance and examination of wells, of intensification of oil and gas inflows, of conducting water- insulation work and gear for implementation of process | |
| CN111963119A (en) | Same-well multi-layer self-injection-production underground fluid separation self-driving well and production method | |
| RU2055172C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation | |
| RU2630514C1 (en) | Method of operation of production and water-bearing formations separated by impermeable interlayer, well with horizontal shafts and cracks of formation hydraulic fracturing | |
| US2874780A (en) | Oil well process and apparatus | |
| RU2616016C1 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2774455C1 (en) | Method for completing a well with a horizontal completion using a production column of one diameter from head to bottomhouse and subsequent carrying out large-volume, speed and multi-stage hydraulic fracturing |